地质力学学报  2017, Vol. 23 Issue (4): 540-547
引用本文
王玉芳, 翟刚毅, 王劲铸, 张云枭. 四川盆地及周缘龙马溪组页岩产气效果影响因素[J]. 地质力学学报, 2017, 23(4): 540-547.
WANG Yufang, ZHAI Gangyi, WANG Jinzhu, ZHANG Yunxiao. FACTORS INFLUENCING GAS PRODUCTION EFFECTIVENESS OF LONGMAXI FORMATION SHALE IN SICHUAN BASIN AND ADJACENT AREAS[J]. Journal of Geomechanics, 2017, 23(4): 540-547.
四川盆地及周缘龙马溪组页岩产气效果影响因素
王玉芳1,2 , 翟刚毅1,2 , 王劲铸1 , 张云枭1     
1. 中国地质调查局油气资源调查中心, 北京 100083;
2. 中国地质调查局非常规油气地质实验室, 北京 100029
摘要:我国在四川盆地及周缘下志留统龙马溪组页岩气勘探开发中已取得一些重要发现和突破。JY1HF井、彭页1Hf、DY2HF井、南页1HF、龙参2井、保页1井等一系列针对龙马溪组的钻井及压裂改造都展现了我国南方龙马溪组页岩具备良好的勘探开发前景。本文对比分析了四川盆地及周缘多口页岩气井压后产量与储层地质条件、储层物性、地应力、构造保存及压裂施工规模等影响页岩气产能参数的相关性,总结提出了影响页岩气勘探开发效果的主要控制因素为优质页岩厚度、含气性、脆性矿物含量、孔隙度、地层压力系数和水平应力差异系数,为今后我国南方海相页岩气的高效勘探开发提供了重要的借鉴和指导。
关键词四川盆地及周缘    龙马溪组    产气效果    地质条件    储层物性    构造保存    
FACTORS INFLUENCING GAS PRODUCTION EFFECTIVENESS OF LONGMAXI FORMATION SHALE IN SICHUAN BASIN AND ADJACENT AREAS
WANG Yufang1,2 , ZHAI Gangyi1,2 , WANG Jinzhu1 , ZHANG Yunxiao1     
1. Oil & Gas Survey, China Geological Survey, Beijing 100083, China;
2. Unconventional oil and gas geology laboratory, China Geological Survey, Beijing 100029, China
Abstract: Many important findings and breakthroughs concerning the exploration and development of Lower Silurian Longmaxi shale gas in Sichuan basin and adjacent areas have been made. A series of drilling wells and fracturing reconstructions, such as Well JY1HF, Pengye1Hf, Well DY2HF, Nanye1HF, Well Longcan2 and Well Baoye1, all show a good prospect of Longmaxi shale gas in exploration and development. Correlational analysis were made between relevant parameters and post-fracture production in several shale gas wells in Sichuan Basin and adjacent areas, such as reservoir geological condition, reservoir physical property, in-situ stress, structure preservation, construction scale of fracturing and so on. It is concluded that the main controlling factors affecting the exploration and development of shale gas are thickness of high quality shales, gas-bearing properties, brittle mineral content, porosity, formation pressure coefficient and horizontal stress difference coefficient, which provides important reference and guidance for the efficient exploration and development of marine shale gas in the future.
Key words: Sichuan Basin and adjacent areas    Longmaxi formation    gas production effectiveness    geological conditions    reservoir physical property    structure preservation    

近年来,针对四川盆地及周缘志留系龙马溪组页岩储层特征、成藏条件、富集高产模式研究以及勘探实践等方面取得了很多进展[1~9]。随着中石油长宁—威远及中石化涪陵焦石坝等区块页岩气勘探开发的不断突破,我国又陆续在彭水、丁山、南川、黔江、龙山及保靖等区块陆续开展了一系列页岩气钻探与压裂改造实践活动,并取得了很多的认识和经验积累[10~15]。本文主要从四川盆地及周缘具有代表性的龙马溪组页岩压裂井资料分析入手,分析代表不同区块、不同类型的页岩气井压后产气效果,总结影响产气效果的主要因素,以期对我国南方海相页岩气勘探开发提供借鉴。

1 四川盆地及周缘龙马溪组页岩气勘探开发现状

四川盆地及周缘龙马溪组优质烃源岩主体分布于川东高陡褶皱带和川黔坳陷断褶带。两个构造带以齐岳山断裂为分界,西部断裂发育成北东向、北北东向高陡背斜带与宽缓向斜和断裂带组成的隔挡式褶皱,东部断裂发育由隔挡式褶皱过渡为隔挡隔槽褶皱带和隔槽式褶皱带;经历了加里东、印支、燕山、喜马拉雅等多期构造运动,其中发育的上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组黑色、深灰色炭质、钙质页岩富含笔石和黄铁矿,主要形成于闭塞、半闭塞滞留环境下的深海陆棚,是一套很好的烃源岩[7, 16~19]

近几年来对龙马溪组页岩的勘探开发中,通过焦页1HF-4HF井、丁页1HF-2HF井、彭页1HF-4HF井、南页1HF井、濯页1井、龙参2井、保页1井等一系列直井、水平井钻井及压裂改造发现,日产量超过万方的井大部分集中在四川盆地内部齐岳山断裂以西,而齐岳山断裂以东的隔挡隔槽褶皱带和隔槽褶皱带内的钻井效果仅部分井达到了工业气流,部分井的钻井显示较好,但整体的改造效果较差(见图 1)。通过对影响页岩气产量的储层地质、岩石力学、构造保存、压裂改造工艺等方面的对比分析发现,影响页岩气最终产量的关键因素主要有优质页岩厚度、含气量、脆性矿物含量、脆性指数、地层压力系数、水平应力差异系数、水平井钻完井及分段改造压裂方式。

图 1 四川盆地及周缘龙马溪组页岩气井产气效果统计 Figure 1 Gas production effect statistics of longmaxi formation shale gas well in Sichuan Basin and adjacent areas
2 储层地质特征对压后产气效果的影响

页岩气成藏地质条件及评价要素主要包括页岩厚度、埋藏深度、有机碳含量、有机质类型及成熟度、脆性矿物含量、地层压力与温度、储层物性、天然裂缝发育程度和含气量等[1, 20~22]。近几年来,四川盆地及周缘地区龙马溪组页岩的勘探实践证明,我国南方海相龙马溪组页岩发育面积广、厚度大、有机碳含量高、成熟度适中、含气性较好,脆性好,具有良好的开发前景。

通过分析不同地区的页岩气井地质参数发现,能够获得页岩气产量井的储层地质条件都比较好,优质页岩厚度大(有机质含量高、孔隙度较高、裂缝发育段)、TOC、Ro、含气量、脆性矿物含量、脆性指数普遍较高(见表 1),通过对这些参数与压后产量做单因素二项式相关性分析和多因素灰色关联法分析发现,优质页岩厚度、含气量、脆性矿物含量、孔隙度是影响页岩气产量的主要因素(见图 2图 5),它们都与压后产量呈正相关关系。

表 1 四川盆地及周缘典型页岩气井地质参数统计表 Table 1 Geological fators of tipical shale gas wells in Sichuan Basin and adjacent areas

图 2 龙马溪组优质页岩厚度与产量相关性分析 Figure 2 Correlation between thickness of high quatity shales and gas production in Longmaxi shale formation

图 3 龙马溪组页岩含气量与产量相关性分析 Figure 3 Correlation between gas-bearing properties and gas production in Longmaxi shale formation

图 4 龙马溪组页岩脆性矿物含量与产量相关性 Figure 4 Correlation between brittle mineral content and gas production in Longmaxi shale formation

图 5 龙马溪组页岩孔隙度与产量相关性 Figure 5 Correlation between porosity and gas production in Longmaxi shale formation

优质页岩厚度与产量的相关系数为0.6414,优质页岩厚度越大,压后产量越高。页岩含气量与产量的相关系数为0.5275,页岩的含气量越高,压后产量越高。脆性矿物含量与产量的相关系数为0.5975,龙马溪组页岩中的脆性矿物含量以石英为主,其次是长石、白云石和方解石,另有少量的黄铁矿,JY1、JY2等井的龙马溪组有页岩下部可见大量的硅质海绵骨针、放射虫、笔石生物化石,是页岩脆性矿物含量高的主要原因之一,脆性矿物含量越高,压后产量越高。储层孔隙度与产量的相关系数为0.5355,页岩孔隙是控制游离气含量的主要因素,在很大程度上决定了页岩的产能,储层孔隙度越高,压后产量越高。

3 构造保存条件对产气效果的影响

龙马溪组页岩的勘探实践表明,页岩气保存条件是影响最终产量的关键因素,众所周知,该地区经历了多期构造运动,多期次的构造演化(包括埋藏、抬升、断裂和褶皱等)和热演化(多期次、多种方式的生排烃)都会造成页岩气的聚集与散失,因此,寻找构造保存条件较好的地区成为页岩气勘探成功的关键。根据目前的勘探开发经验来看,地层压力系数是反映本地区构造保存条件的重要参数,地层压力系数高,有利于页岩气聚集和保存,页岩气井的压后产量就高。统计分析长宁—威远、涪陵、彭水、南川、龙山和保靖等区块的大量钻井地层压力系数与产量的关系(见表 2)并做单因素相关性分析发现(见图 6),地层压力系数越高,压后产量普遍较高,地层压力系数与产量呈较好的正相关关系,相关系数为0.5823。

表 2 四川盆地及周缘典型页岩气井地层压力系数与产量统计表 Table 2 Formation pressure coefficient and gas production of typical shale gas wells in Sichuan Basin and adjacent areas

图 6 龙马溪组页岩地层压力系数与产量相关性 Figure 6 Correlation between formation pressure coefficient and gas production in Longmaxi shale formation

页岩储层压裂是以地层产生网状裂缝,实现体积改造为目标[23],根据岩石力学参数中的杨氏模量和泊松比计算页岩的脆性指数,杨氏模量高,泊松比低,储层的脆性强,脆性指数高,有利于压裂改造过程中形成复杂的裂缝系统[24~25]。统计发现龙马溪组页岩脆性指数较高,普遍在40%~80%之间,利用形成复杂裂缝。而统计发现不同地区水平地应力的差异系数差别较大,实验表明,水平应力差异系数越小,压裂容易形成网状裂缝,而当水平应力差异系数越大时,压裂裂缝容易沿最大主应力方向延伸,不易形成网状裂缝[26~27],分析发现水平应力差异系数与压后产量成很好的相关性(见图 7),差异系数越小,产量越高,而差异系数越大,产量越低。

图 7 龙马溪组页岩水平方向应力差异系数与产量相关性 Figure 7 Correlation between horizontal stress difference coefficient and gas production in Longmaxi shale formation
4 钻完井及分段压裂改造工艺对压后产气效果的影响

从目前对龙马溪组页岩的压裂改造工艺来看,大多体现了“两大、两小”的改造思路,“两大”一是指大排量,施工排量在8 m3/min以上;二是指大液量,单井用液量都在万方以上,平均单段液量大于1500 m3。“两小”一是指小粒径支撑剂,支撑剂一般采用100目和40/70目陶粒;二是指低砂比,平均砂液比为3%~5%,最高砂比不超过10%。

压裂液体系多采用低粘度的滑溜水+线性胶混合压裂液体系,压裂前期通过滑溜水的造缝能力,充分沟通和扩展天然裂缝,同时为了提高裂缝导流能力,在压裂后期多采用线性胶体系,利用其携砂能力,便于携带大粒径支撑剂形成高导流能力的支撑裂缝。

目前焦石坝地区的页岩气水平井的水平段长度在1000~1500 m之间不等,压裂段数大多在12~15段,多采用分簇射孔压裂,簇间距一般为30~35 m,段间距一般为35~40 m。分段压裂采用桥塞分段方式,此种工艺在焦石坝、长宁—威远地区已经应用成熟并取得了良好的效果,而目前其它地区的页岩气压裂也在借鉴焦石坝的压裂经验。但由于受地层条件、构造保存等因素的影响,压裂改造效果相差较大。中石化南川区块的南页1HF井在钻井过程中页岩气显示良好,各项地质参数都与焦石坝地区的相近,但在后期压裂改造后,整体压裂效果较差,分析原因来看一方面可能受附近断层影响,另一方面也可能与后期水平井钻井设计与压裂改造工艺有关。从目前龙山和保靖区块对页岩气直井的压裂改造效果来看,除了受优质页岩厚度较小等不利地质因素影响之外,主要还是由于直井压裂改造裂缝波及面积较小,改造规模有限,造成压裂改造后产气量低,且成不连续段塞流。分析认为分段压裂改造的单段压裂液用量和单段加砂量与压后产量的相关性不大(见图 8图 9)。

图 8 龙马溪组页岩单段压裂液用量与平均单段产量相关性 Figure 8 Correlation between single section fracturing fluid volume and average single section production of Longmaxi shale formation

图 9 龙马溪组页岩平均单段加砂量与平均单段产量相关性 Figure 9 Correlation between single section sand amount and average single section production of Longmaxi shale formation
5 讨论

我国真正实现页岩气商业化开发时间短,页岩气水平井钻完井和分段压裂技术从2013年才开始大规模应用和实践,目前对页岩气水平井压裂效果的评价大都是针对单井压裂工艺展开的[10~15],还没有文献对影响页岩压裂效果的因素进行系统深入分析,在参考常规油气压裂效果影响因素分析方法的基础上,本文利用灰色关联法对可能影响页岩气水平井压裂效果的的影响因素进行分析。

将压后产量作为参考序列x0(k),优质页岩厚度、TOC、Ro、含气量、脆性矿物含量、地层压力系数、孔隙度和渗透率作为比较序列xi(k)(数据见表 1),将参考序列和比较序列数据进行标准化变换,求出参考序列和比较序列的平均值和标准差,然后将原始数据减去相应的平均值后再除以标准差,由此得到新数据序列即为标准化序列,其量纲为1,均值为0,方差为1。

计算各序列的灰色关联系数εi(k):

$ {\varepsilon _{\rm{i}}}\left( {\rm{k}} \right)\frac{{\;_{\rm{i}}^{\min }\;_{\rm{k}}^{\min }\left| {{x_0}\left( {\rm{k}} \right) - {x_{\rm{i}}}\left( {\rm{k}} \right)} \right| + \rho \;_{\rm{i}}^{\min }\;_{\rm{k}}^{\min }\left| {{x_0}\left( {\rm{k}} \right) - {x_{\rm{i}}}\left( {\rm{k}} \right)} \right|}}{{\left| {{x_0}\left( {\rm{k}} \right) - {x_{\rm{i}}}\left( {\rm{k}} \right)} \right| + \rho \;_{\rm{i}}^{\min }\;_{\rm{k}}^{\min }\left| {{x_0}\left( {\rm{k}} \right) - {x_{\rm{i}}}\left( {\rm{k}} \right)} \right|}} $

式中:ρ为分辨系数,ρ∈(0,1),一般取0.5。求关联度γi,即计算各比较序列关联系数的平均值:

$ {\gamma _{\rm{i}}} = \frac{1}{n}\sum\limits_{i = 1}^n {{\varepsilon _{\rm{i}}}\left( {\rm{k}} \right)} $

根据关联度大小进行排序,即可以确定各比较序列对参考序列影响大小的主次关系。利用此方法求取的优质页岩厚度、TOC、Ro、含气量、脆性矿物含量、地层压力系数、孔隙度和渗透率的关联度分别是0.6974、0.7300、0.7964、0.7531、0.5960、0.7280、0.7055、0.7673。从排序结果来看,页岩有机质成熟度Ro、地层渗透率、含气量和地层压力系数对压裂效果的影响相对较大。

6 结论

影响页岩气压后产气效果的因素主要包括储层条件、构造保存和工艺技术,其中储层条件中的优质页岩厚度、含气量、脆性矿物含量是影响页岩产能的内因;而构造保存条件是页岩气储集的关键,地层压力系数是直观反映构造保存好坏的重要参数,而水平应力差异系数是影响压裂改造规模的主要因素;水平井钻完井和分段压裂工艺是影响最终开发效果的外因,水平井方位、水平井段长度、分段压裂规模、压裂液体系、施工工艺等都有可能影响最终的压裂改造效果。

通过对不同参数与压后产量的相关性分析认为,优质页岩厚度、含气性、脆性矿物含量、孔隙度、地层压力系数和水平应力差异系数都与产量有较好的相关性。而单段压裂规模和加砂规模与压后产量没有明显的相关性。因此建议页岩气勘探开发中首先优选构造相对稳定、保存条件较好的有利区开展钻探,水平井钻完井和分段压裂是实现页岩气高产的关键技术,钻井过程中要评价选择优质页岩层段,确保水平井段在优质页岩层段中穿行,以利于后期改造。

地应力和岩石力学参数是影响水平井钻井设计和后期压裂设计的关键参数,建议在构造复杂地区首先获取该地区的地应力和岩石力学参数,以指导后期的钻井地质设计和压裂改造设计。

从对影响压后产气效果的不同参数的灰色关联分析结果来看,优选页岩成熟度适中、地层物性较好、保存条件较好的有利区是页岩气勘探开发取得成功的关键。

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